USD ЦБ — 57,43 +0,13
EUR ЦБ — 67,73 +0,32
Brent — 58,17 +0,10%
четверг 19 октября 01:21

Наука и технологии // Добыча и переработка

Портрет месторождения: как геологическая модель определяет результат добычи

20 декабря 2013 г., 12:12Neftegaz.RU3428

Достоверность геологических моделей месторождений в первую очередь зависит от входной геолого-геофизической информации, используемых технологий и профессионализма специалистов, работающих над проектом.

Под набором обычных слов «высококачественные данные ГИС и сейсморазведки» скрываются серьезные финансовые затраты. Необходимо не просто записать стандартный комплекс ГИС, а провести широкополосную акустику, плотностной каротаж, ядерно-магнитные методы, Fullbore Formation MicroImager (FMI)... Создание адекватной модели месторождения требует немалых затрат. Но что делать, когда о высоком качестве геолого-геофизической информации остается только мечтать? Как построить в случае недостатка входных данных достоверную трехмерную геологическую модель? Как принять важное решение о судьбе того или иного нефтегазового актива, находящегося на стадии разведки или ввода в эксплуатацию? На этот и другие вопросы отвечают специалисты Ingenix Group.

Сегодня для решения задач в области анализа свойств резервуаров углеводородов и их распределения в межскважинном пространстве существует целый ряд апробированных технологий. Множество публикаций в зарубежных и отечественных индустриальных изданиях посвящены успешным проектам, в ходе которых на основании комплексирования высококачественных данных ГИС и трехмерной сейсморазведки, удается получить кубы литотипов и пористости продуктивных отложений, а в некоторых случаях даже смоделировать насыщение ловушек.

Под набором обычных слов «высококачественные данные ГИС и сейсморазведки» скрываются серьезные финансовые затраты. Необходимо не просто записать стандартный комплекс ГИС, а провести широкополосную акустику, плотностной каротаж, ядерно-магнитные методы, Fullbore Formation MicroImager (FMI) и т.д. При проведении сейсморазведочных работ поставить сейсморазведку 3D высокой кратности с большими выносами, обработать данные с применением современных алгоритмов миграции до суммирования, применить сейсмическую инверсию на этапе интерпретационной обработки. В итоге, с одной стороны, многократно увеличивается стоимость работ, а с другой - появляется шанс создать адекватную модель месторождения.

Но что делать, когда о высоком качестве геолого-геофизической информации остается только мечтать? Как построить в случае недостатка входных данных достоверную трехмерную геологическую модель? Как принять важное решение о судьбе того или иного нефтегазового актива, находящегося на стадии разведки или ввода в эксплуатацию? Отлаженная система взаимодействия всех участников процесса, несомненно, влияет на успешность конечного результата.

Ответить на эти вопросы поможет пример создания геологической модели на основе реального проекта.

По одному из Западно-Сибирских месторождений (юго-восточная часть нефтегазоносной провинции) перед специалистами IngenixGroup была поставлена задача аудита нефтегазового актива. Факторами, значительно влияющими на достоверное решение, были низкое качество входной геолого-геофизической информации и временные рамки. Конечной целью проекта являлась не просто оценка запасов, а принятие обоснованного инвестиционного решения. Как уже отмечалось выше, в процессе создания геологической модели и подсчете запасов/ресурсов участвуют специалисты многих направлений. Но единым связующим звеном для всех должна являться геология. И в первую очередь необходимо понимание всеми специалистами условий осадконакопления. Другими словами, в основе цифровой модели резервуара должна стоять седиментационная модель. Только при таких условиях можно достоверно решить задачу геологического моделирования даже при недостаточности входных данных.

На первом этапе работы были проанализированы данные по 8-ми скважинам, результаты обработки и интерпретации 3D сейсморазведки площадью 85 км2 и отчеты предыдущих исследований.

По итогам проведенной экспертизы было принято решение о необходимости собственной переинтерпретации геолого-геофизической информации, и создании трехмерной модели. Для понимания детального строения объекта исследований анализировались данные по всей территории лицензионного участка, включая два соседних месторождения. В результате в проект была вовлечена информация по 25 скважинам (23 из них пробурены в 60-70-е годы), 1400 погонных километров 2D профилей и куб 3D.

Целевой интервал отождествляется с пластом Ю1 (верхнеюрский нефтегазоносный комплекс). Казалось бы, работая много лет в Западно-Сибирском регионе, что можно упустить из виду? Во всех отчетах, выполненных ранее, отмечено, что лицензионный участок расположен в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую, а условия осадконакопления переходные - от континентальных к прибрежно-морским фациям. Такие выводы не дают однозначных ответов на главные вопросы: «В каких условиях происходило образование коллекторов? Какова морфология песчаных тел?» В предыдущих работах исследуемый резервуар с эффективными толщинами от 4 до 27 метров представлялся единым песчаным телом, широко развитым по площади, с отдельными глинистыми прослоями. Однако разрезы скважин свидетельствуют о сложной пространственной геометрии песчаных пластов. В данной ситуации ключом к решению важнейшей задачи прогноза зон распространения коллекторов, является выяснение фациальной природы песчаных тел, т.е. условий их формирования.

В исследовании, проведенном Ивановой Н.А. применена методика комплексного фациального анализа, включающая в себя определение генезиса продуктивных пластов на основе геофизических, литологических и терригенно-минералогических данных. Был проведен анализ электрометрических характеристик пластов (по конфигурации каротажных диаграмм ПС, КС и ГК, НГК) и обработан керновый материал по большому количеству скважин (макро- и микроскопические исследования). На основании изучения терригенно-минералогических комплексов (ТМК) пород (ассоциаций минералов тяжелых фракций) доказано, что на протяжении верхней юры на большой территории исследований (куда входит и изучаемый лицензионный участок) господствовали континентальные условия осадконакопления.

Электрометрические характеристики пласта Ю2 свидетельствуют о существовании речной системы еще во время накопления отложений тюменской свиты. На рубеже тюменской и наунакской свит не происходит смены обстановок осадконакопления. Пласты Ю1/3+4 также формировались преимущественно в континентальных условиях, на фоне региональной регрессии моря. Спокойный тектонический режим и выровненный рельеф предопределили развитие речной системы с меандрирующими руслами.

Отложения русел прослеживаются по целому ряду скважин. Мощность коллекторов пласта Ю1/3+4 на изучаемом ЛУ достигает 18 м. Песчаники среднемелкозернистые плохосортированные с различными видами слоистости, с глинистым каолинит-хлоритовым цементом. Вверх по разрезу зернистость уменьшается, улучшается сортировка, появляется сидерит, увеличивается количество ОВ. Гранулометрический состав отложений русловых фаций свидетельствует о достаточно высокой энергии потока.

Генетически связанные с русловыми отложениями фации мелких проток и прирусловых песков встречены еще по ряду скважин. Песчано-алевритовые отложения имеют небольшую мощность до 5 м. Эффективная толщина отложений песков разлива, береговых валов, прирусловых отмелей невелика (2-4 м), но площадь их распространения достаточно большая.

Фация заливных пойм с мелкопесчаным и алевролитовым материалом, с большим количеством углефицированного растительного детрита встречена в разрезах нескольких скважин на севере лицензионного участка. Отложения заболоченных участков пойм, стариц, болот также выявлены в нескольких скважинах и представлены глинами с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников.

Во время накопления пласта Ю1/1+2 в региональном плане на фоне трансгрессии моря отмечается сокращение области континентальных обстановок накопления. Лишь на отдельных палеовозвышенностях продолжает существовать речная система. В целом отмечается понижение гидродинамического режима, русла становятся меандрирующими, большее распространение получают пойменные озерно-болотные отложения. Мощности песчаных тел уменьшаются, возрастает алевритовая составляющая, происходит глинизация русловых отложений, увеличивается количество прослоев углей, что отражается и на конфигурации каротажных диаграмм.

Основная цель фациального анализа изучаемых отложений - установление связей генетических типов и фильтрационно-емкостных свойств пород, и, как следствие, выявление зон развития улучшенных пород-коллекторов.

Важными факторами, влияющими на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивного интервала, являются гранулометрический состав и наличие цемента. По результатам проведенных исследований было выяснено, что коллекторские свойства ухудшаются при увеличении содержания алевритовой фракции, при увеличении плотности пород и с повышением содержания глинистого и сидеритового цементов. И, наоборот, значения пористости и проницаемости возрастают с увеличением песчаной фракции и снижением содержания глинистого цемента (в отложениях унаследованных палеорусел в одной из скважин значения фазовой проницаемости газа по результатам исследования керна достигают 460 мД).

Таким образом, в породах-коллекторах отложений палеорусел следует ожидать улучшенные фильтрационно-емкостные свойства. Отложения песков разлива, береговых валов, прирусловых отмелей и пойменно-озерно-болотные обладают, соответственно, пониженными и низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Пойменно-озерные-болотные фации чаще всего вообще не являются коллекторами.

Обладая сведениями о фациальной принадлежности образований в каждой скважине, полученными в результате проведенного анализа диаграмм ГИС и керна, специалистами IngenixGroup была проведена статистическая обработка геолого-геофизической информации и сделаны следующие выводы. Во-первых, скважины, расположенные в пределах предполагаемых палеорусел, характеризуются:

по данным ГИС повышенными эффективными толщинами: для пласта Ю1/3+4 эффективная толщина пласта достигает 18 м, а для пласта Ю1/1+2 - 12 м;
по данным ГИС и керна отмечаются улучшенные фильтрационно-емкостные свойства: пористость до 18 %, а проницаемость до 500 мД;
по результатам испытаний в целом для пласта Ю1 получены наиболее высокие дебиты газа (более 100 тыс. м3/сут).

Второй вывод касался методики и процедур построения геологической модели. Для завершения этапа создания седиментационной модели месторождения, которая в первую очередь базируется на фациальном анализе керна и кривых ГИС, необходима интерпретация волновой картины сейсмических данных и сведение всех результатов в единую карту распределения фаций.

По определению Митчема и Вейла сейсмофациальный анализ: «Это - исследование формы, непрерывности, амплитуд, частот сейсмических отражений и их ассоциаций в пределах того или иного сейсмического комплекса и анализ этих параметров с целью получения информации об условиях осадконакопления и литологическом составе отложений». Конфигурация отражений является самым выразительным признаком сейсмических фаций и позволяет установить основные характеристики напластований, по которым, в свою очередь, можно судить о процессах седиментации, о палеорельефе, о характере заполнения русел и т.д.

В результате анализа карт атрибутов и различных видов срезов по сейсмическому кубу в интервале пласта Ю1 не было обнаружено классического отображения палеорусел в виде изменения интенсивности амплитуд или значительного «проседания» фаз, что обычно фиксируется на разрезах в палеоварианте.

Для выяснения этого явления было проведено моделирование изменений волнового поля в зависимости от свойствпласта и вмещающих пород. В целом изучаемые отложения имеют достаточно выдержанные по разрезу акустические характеристики (Vp~3500-3800м/с, ρ~2.4-2.6г/см3). При этом встречающиеся угольные пропластки характеризуются аномально низкими пластовыми скоростями 2000-2500м/с и плотностями 1.3-1.6г/см3. На основе анализа модельных трасс был сделан вывод о том, что изменение свойств наиболее мощного пласта Ю1/3+4 незначительно отражается на значениях амплитуд. В то время как отсутствие или сокращение мощности угольных пропластков приводит к преображению всего волнового пакета, отождествляемого с отложениями наунакской свиты. Таким образом, именно прослои углей в большей степени влияют на интенсивность сейсмической записи.

Тем не менее, с использованием алгоритма нейронных сетей были получены сейсмофациальные карты отдельно для пластов Ю1/1+2 и Ю1/3+4, характеризующие изменения волновой картины в многоатрибутном варианте. В первом случае анализировались кубы: Relative Acoustic Impedance и Differentiation, во втором случае: Differentiation, куб амплитуд и Amplitude-Weighted Instantaneous Frequency. Наиболее отчетливо и в том, и в другом случае выделяется зона развития пойменных отложений, что подтверждается полностью заглинизированным разрезом одной из скважин, расположенной на границе 3D съемки и отдельными маломощными прослоями коллекторов, вскрытых другой скважиной в пределах трехмерной сейсмики. Но самой информативной с точки зрения авторов данной работы стала карта сейсмофаций, рассчитанная в целом для интервала пласта Ю1. Специалистами IngenixGroup были намечены предполагаемые границы мощного палеорусла шириной около 1,5- 2 километров, характерного для пласта Ю1/3+4. А также ряд более узких, меандрирующих русел, свойственных для пласта Ю1/1+2 и граница зоны распространения глинистых отложений. Красно-коричневые сейсмические фации отождествляются с зонами преобладания коллекторов, а сине-фиолетовые - с зоной преобладания отложений поймы.

Подобный анализ был также сделан и по профилям 2D. Однако в силу нескольких причин (съемки разных лет, различные графы обработки, большое расстояние между профилями), полученные результаты менее достоверны.

Таким образом, на основании сведений регионального характера, геолого-геофизической информации по скважинам и по результатам интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D, было выполнено картирование русловых фаций продуктивных отложений пластов Ю1/1+2 и Ю1/3+4. Факт существования зон глинистых пойменных отложений позволил обоснованно разделить залежи пласта Ю1 соседних месторождений, в которых газоводяной контакт различается на десятки метров.

Корректное решение задачи количественной оценки свойств резервуара Ю1 в межскважинном пространстве в данных условиях не представляется возможным. Сейсмическая инверсия - наиболее популярная на сегодняшний день технология прогноза эффективных толщин и пористости будет неэффективной. Ее применение может привести лишь к недостоверным результатам. Целый ряд факторов указывает на это:

из 25 скважин только в трех есть данные акустического каротажа и в двух - плотностного каротажа;
моделирование изменений сейсмической картины в зависимости от различных свойств коллекторов и вмещающих пород показало, что интенсивность амплитуд волнового пакета в большей степени зависит от наличия угольных пропластков, а не от вариаций эффективной мощности пласта и/или пористости;
проведенный петрофизический анализ дает основание сделать вывод, что по значениям акустического импеданса невозможно разделить изучаемые отложения на коллектор и неколлектор (глинистые разности).

В связи с вышесказанным было принято решение о принятии результатов седиментационного анализа в качестве основы трехмерной геологической модели. Были построены трендовые карты эффективных толщин на основании сейсмофациальных карт и общих принципов распространения русловых отложений. Куб литологии создавался с учетом особенностей строения палеорусел, протяженности осадочных тел, сообщаемости отдельных пропластков и их распределения по вертикали.

Оцененные запасы углеводородов по трехмерной геологической модели позволили выбрать наиболее обоснованный сценарий разработки месторождения и рассчитать финансово - экономическую модель, на основании которой были приняты своевременные инвестиционные решения.

Итогом всей работы команды экспертов IngenixGroup стал ввод изучаемого месторождения на стадию эксплуатации. На сегодняшний день пробурены четыре эксплуатационные скважины. Новые данные полностью подтвердили подход к пониманию геологического строения залежи, структурный план и наличие зон коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. В процессе освоения были получены ожидаемые высокие дебиты газа - порядка 300-400 тыс. м3/сут.

Если говорить об организационных моментах работы над проектом, то следует отметить, что квалификация и опыт экспертов проектной группы - важный фактор успешной работы и достижения результата. Но существует ряд вопросов, которые оказывают не меньшее влияние на результат исследований.

Во-первых, итог работы зависит от состава проектной группы и коммуникаций внутри этой группы. Обычная практика оценки проектов - это последовательная цепочка от интерпретации сейсмических данных до подсчета запасов и/или оценки ресурсов. На первый взгляд, такая последовательность процесса оправдана. Научно-исследовательские центры или институты имеют свои подразделения, занимающиеся интерпретацией сейсмических данных, петрофизическими исследованиями, геологическим и гидродинамическим моделированием. Каждое подразделение выполняет свою задачу и передает результат своей работы смежному подразделению. Кроме того, существует практика заказа исследований в нескольких научно-исследовательских центрах. Каждый институт выполняет определенную часть проекта. Заказчик в этом случае получает дополнительную экспертизу (каждая последующая цепочка в процессе является некоторым аудитором предыдущего исполнителя). С другой стороны, такая последовательность приводит к потере обратной связи между экспертами разных специализаций. Не секрет, что экспертиза или интерпретация разных специалистов могут быть диаметрально противоположными (что естественно на начальной стадии разработки месторождений). Это происходит по ряду причин: разные уровни профессионализма, опыта, знаний, объемов исходной информации. Заказчик должен иметь свою квалифицированную экспертизу, чтобы быть «рефери» в случае неоднозначных выводов от разных исполнителей. Крупные нефтяные и газовые компании решают эти проблемы через создание собственных научно-аналитических центров. Но и это не дает гарантию качественной оценки проекта.

Представляется, что единственным решением проблемы коммуникаций является создание комплексной группы специалистов. Члены этой команды имеют возможность работать в тесном взаимодействии. Чаще всего, оценка проекта состоит из множества итераций. Вышеописанный случай подтверждает, что интерпретация сейсмических данных невозможна без создания геологической концепции модели еще на первом этапе исследований. Изучение региональных трендов геологического строения залежей позволяет понять подходы к сейсмическому моделированию. Сейсмическое моделирование устанавливает взаимосвязи между волновым полем (интенсивностью и формой записи) в зависимости от изменения петрофизических свойств изучаемого интервала (пористости, литологии, насыщения). Это дает возможность оценить, в какой мере сейсмические данные чувствительны к изменению коллекторских свойств, и установить критерии для последующего их прогноза по сейсмическим данным. Суть петрофизического обоснования заключается в поиске корреляционных связей между упругими параметрами и коллекторскими свойствами изучаемых отложений. В процессе такого анализа также оценивается эффективность использования результата инверсионных преобразований для прогноза свойств коллекторов и разделения литотипов в поле упругих параметров. По найденным зависимостям строятся прогнозные карты, характеризующие изменение петрофизических свойств по площади и рассчитываются кубы литологии, пористости. Все эти процедуры взаимосвязаны и нацелены на построение качественной геологической модели.

В описании методики изучений сейсмическая инверсия, как технология прогноза эффективных толщин и пористости, не будет эффективной в данном исследовании. Применение этой технологии может привести лишь к недостоверным результатам. Но чаще всего, исполнители не готовы сообщить заказчику о неоправданности каких-либо запланированных процедур, потому что не хотят терять доходы. Это вторая проблема исследовательских институтов или сервисных компаний, осуществляющих оценку проектов. Для нефтегазовых компаний важно получить качественную, но недорогую оценку. Сервисные компании готовы сделать качественную модель, но не готовы терять рентабельность своего бизнеса (что может произойти, если фактические трудозатраты превысят плановые показатели). Оценить трудозатраты до начала анализа практически невозможно. Исполнитель не знает качества материала и не может определить какая методика даст наиболее верный результат. Единственный способ избежать такой ситуации - это оплата услуг исполнителя по фактическим затратам. Но в этом случае нефтяные компании должны быть готовы платить за качество, а исполнители должны быть максимально правдивы.

Кирьянова Татьяна,

Кузнецова Наталья

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context